Проект сети вновь электрифицируемого района
Введение
В данной контрольной работе произведем выбор
одной из наиболее выгодной схемы электроснабжения района. Так же выберем
необходимые трансформаторы, для подстанций на нагрузках и рассчитаем
необходимые параметры для составления схемы замещения.
В отношении обеспечения надежности
электроснабжения потребители электрической энергии разделяются на три
категории. В данной контрольной работе учтены категории потребителей, и в целях
обеспечения надежности выбраны соответствующие параметры оборудования с последующей
их проверкой как в номинальном режиме, так и в режиме перегрузки.
Исходные данные
В курсовом проекте необходимо выполнить проект
сети вновь электрифицируемого района.
Во всех электропотребляемых пунктах (ЭП), кроме
ЭП4, имеются потребители I
и II категории, а также
потребители III категории,
составляющие 30% от общей нагрузки. В ЭП 4 потребители только III
категории.
Потребители:
-станкостроение;
-автомобильная промышленность;
и 5 - машиностроение и металлообработка;
- деревообрабатывающая промышленность.
Тнб4=3000 час. =1600
час
напряжение на шинах подстанции А принять
неизменным:
U1ном=116 кВ , U2ном=37,5
кВ.
Нагрузки электропотребителей. Таблица № 1
№
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
S, МВА
|
22
|
18
|
28
|
2,5
|
17
|
cos
cos
Координаты центра электрических нагрузок
потребителей Таблица №2
X1
|
Y1
|
X2
|
Y2
|
X3
|
Y3
|
X4
|
Y4
|
X5
|
Y5
|
50
|
20
|
70
|
10
|
50
|
-20
|
30
|
0
|
60
|
-40
|
Координаты источника электроснабжения районной
понизительной подстанции- принять X0=0,
Y0=0, район по
гололеду 1, по ветру 3.
Требуется:
. На основании заданного вида нагрузок построить
типовые суточные графики нагрузки по продолжительности.
. Выбрать и обосновать:
а) схему сети для каждого варианта;
б) напряжение линии электропередачи;
в) материал, марку сечение проводов с проверкой
по экономической плотности тока, допустимой нагрузке и короне
г) параметры линии передачи- активное и
индуктивное сопротивление, емкостную проводимость;
д) технико-экономическое сопоставление
вариантов.
. Выбрать тип, мощность и число понизительных
трансформаторов для выбранного варианта, схему замещения трансформатора.
1. Типовые графики
нагрузок
Одной из наиболее существенных характеристик
нагрузки является величина потребляемой активной и реактивной мощности.
Характеристика потребителей по нагрузке будет полной, когда будет известна вся
совокупность возможных значений мощности. Эта характеристика дается графиками
нагрузки. Графики нагрузки удобно характеризовать показателями - временем
наибольшей нагрузки Тнб и временем потерь нб.
; ;
Для типовых графиков нагрузки:
=8760
1. для станкостроения:
Рис 1. Суточный график активной и
реактивной мощности
Рис 2. Годовые графики активной и
реактивной мощности по продолжительности
. Для автомобильной промышленности.
Рис 3. суточные графики
Рис.4 годовой график активной
нагрузки по продолжительности
. Для машиностроения и
металлообработки.
Рис 5. суточный график активной и
реактивной мощности
Рис 6. Годовой график активной нагрузки
по продолжительности
. для деревообрабатывающей
промышленности.
Рис 7. Суточные графики активной и
реактивной мощности
Рис 8. Годовой график активной
нагрузки по продолжительности
. Для машиностроения и
металлообработки.
Рис 9. Суточные графики активной и
реактивной мощности
Рис 10. Годовые графики активной и
реактивной мощности по продолжительности.
2. Выбор схемы сети
а. Радиальная схема сети
б. Смешанная схема сети
2.1 Выбор напряжения
сети
а. для радиальной сети: Оптимальное напряжение
рассчитываем по формуле:
опт=4,34
где L-длина
линии (км);
Р-активная мощность узла (кВт), для двухцепной
линии берется Р/2.
Длина линий рассчитывается по теореме Пифагора
из координат.
Для линии А1:
LА1===53,85
км;
P1=S1=22=18,04
кВт
Uопт1=4,34=80,32
кВ;
Принимаем для линии А1 Uном=116
кВ (по условию)
Расчет для других линий сведены в таблицу №3
Таблица №3
№п/п
|
Линия
|
L, км
|
S, МВ
|
|
Р,кВт
|
Uрасч, кВ
|
Uном. кВ
|
1
|
А-1
|
53,85
|
22
|
0,82
|
18040
|
80,32
|
116
|
2
|
А-2
|
70,71
|
18
|
0,82
|
14760
|
76,03
|
116
|
3
|
А-3
|
72,80
|
28
|
0,84
|
23520
|
91,98
|
116
|
4
|
А-4
|
30,00
|
2,5
|
0,8
|
2000
|
34,17
|
38,5
|
5
|
А-5
|
72,11
|
17
|
0,84
|
14280
|
75,25
|
116
|
б. Выбор напряжения для смешанной
сети:
Рассчитаем наиболее нагруженный участок кольца
1-2,
потребителей А-1.
Полная мощность линии А-1
-1=
SA-1==37,85
где LА1,
L12, L2А-
длина линий в кольце А-1-2(км);
SA-1=37,85МВА
РA-1= SA-1*cosφ=37,85*0,82=31,04опт=4,34=101,82кВ
Принимаем для всех линий в кольце Uном
=116кВ(по условию)
Для линии А-4 расчет как в радиальном варианте:
Uопт4=4,34
Р4= S4*cosφ4=2500*0,8=2000опт4=4,34
Uопт4=34,34кВ
2.2 Выбор сечения
проводов ВЛ
По годовым графикам активной нагрузки определим
время наибольшей нагрузки Тнб потребителей
;
Для станкостроения:
Тнб=
= 138582,6
Расчеты сведены в таблицу №4
Таблица 4
№п/п
|
потребитель
|
|
Рнб,
МВт
|
Тнб,
ч
|
Jэк,
|
1
|
Станкостроение
|
138582,624
|
20,56
|
6740,4
|
1
|
2
|
Автомобильная
|
144173,8419
|
20,92
|
6890,9
|
1
|
3
|
Машиностроение
|
170652,9391
|
28,63
|
5960
|
1
|
4
|
Деревообработка
|
|
|
3000
|
1,3
|
5
|
Машиностроение
|
114265,7398
|
16,14
|
7079,2
|
1
|
а. Радиальная сеть: сечение определяем
по формуле
Fi,j= ;
для двухцепной линии Si,j/2;
Для линии А-1: FA1=
мм2;
выбираем провод марки АС-70/11.
Аналогично для других линий радиальной схемы
данные представлены в таблице № 5.
Таблица №5
№п/п
|
линия
|
Si,j,
МВ
|
Uном. кВ
|
Jэк
|
Fi,j
мм2
|
Fст мм2
|
Марка
|
1
|
А-1
|
24
|
116
|
1
|
54,75
|
70
|
АС-70/11
|
2
|
А-2
|
16
|
116
|
1
|
44,79
|
70
|
АС-70/11
|
3
|
А-3
|
22
|
116
|
1
|
69,68
|
70
|
АС-70/11
|
4
|
А-4
|
4
|
34,34
|
1,3
|
6,22
|
50
|
АС-50/8
|
5
|
А-5
|
18
|
116
|
1
|
42,31
|
70
|
АС-70/11
|
Произведем проверку выбранных проводов по коронированию:
Напряженность электрического поля на поверхности
проводника:
E=;
Начальная напряженность поля коронирования:
Eо.к=30,3;
Где: -радиус
проводника , см;
m- коэффициент не
гладкости проводника (для много проволочных проводов m=0,85);
- относительная
плотность воздуха;
Dср -
среднегеометрическое расстояние между проводами ВЛ.
Для данного варианта ВЛ- 110 кВ выбираем
железобетонные опоры типа:
ПБ-110 с двухцепным расположением проводов.
Dcp=
;
Где D1-2,
D3-2, D1-3-расстояния
между проводами
Dср==7,3
м.
Для выполнения условия требуется: E0,9
Eо.к.
Рассчитаем АС-70/11 на корону:
E==
23,18 кВ/см.
Eо.к.= 30,3=
35,98 кВ/см;
,180,9
Eо.к=32,38
В нашем случае АС-70/11 по короне проходит.
Проверим участок А-4 на коронирование:
Выбираем железобетонную опору ПБ 35 с одноцепным
расположением проводов.
Dср==4,08
м.
E==
9,6 кВ/см;
Eо.к.= 30,3=
36,9 кВ/см;
,633,2
кВ/см.
Провод АС-50/8 по условию коронирования
проходит.
Проверим выбранные провода радиальной схемы по
допустимой нагрузке:
Iр=;
где: Sp-
расчетная нагрузка, кВ;
Uном - напряжение
линии электропередачи, кВ.
n- число цепей
линии.
Условие: IpI
доп.
Для линии А-1:
IрА1==54,72 А;
Для АС-70/11 Iдоп=265
А; 54,72
условие выполняется.
Для остальных ВЛ-116 кВ аналогично
Для линии А-4:
IрА1==42А;
Iдоп=210 А для
АС50/8, 42;
Условие по допустимой нагрузке выполняется.
б. Смешанная сеть:
Произведем расчет потока мощности в кольцевой
части сети:
SА-1
=37,85 МВА-2=
SА-1-S1=37,85-22=
15,85 МВА-3=
S1-2-S3=15,85-18= -2,15 МВА
=
==44,57=
44,57МВА-3=
SA-5- S5=44,57-17=27,57 МВА
Рассчитываем сечение проводов линии по формуле:
Fi,j=
,
мм2;
FA-1==98,96 мм2;
Расчет проводов сводим в таблицу №6
Таблица № 6
№п/п
|
линия
|
Si,j,
кВ
|
Uном. кВ
|
Jэк
|
Fi,j
мм2
|
Fст мм2
|
Марка
|
1
|
А-1
|
19860
|
116
|
1
|
98,96
|
120
|
АС-120/19
|
2
|
1-2
|
3860
|
116
|
1
|
19,23
|
70
|
АС-70/11
|
3
|
2-А
|
20140
|
116
|
1
|
100
|
120
|
АС-120/19
|
4
|
А-4
|
4000
|
1,3
|
46,19
|
50
|
АС-50/8
|
5
|
А-3
|
20350
|
116
|
1
|
101,4
|
120
|
АС-120/19
|
6
|
3-5
|
-770
|
116
|
1
|
3,83
|
70
|
АС-70/11
|
7
|
5-А
|
21230
|
116
|
1
|
105,79
|
120
|
АС-120/19
|
Произведем проверку выбранных проводов на корону
и допустимую нагрузку. Расчет аналогичен расчету радиальных линий. Для данного
варианта ВЛ-110 кВ выбираем опоры типа ПБ-110 с одноцепным расположением
проводов.
Dср==5,07
м;
E==
19,14
кВ/см;
Eо.к.= 30,3=
34,61
кВ/см;
31,15кВ/см.
Провод АС-120/19 по условию коронирования
проходит.
Проверим выбранные провода смешанной схемы по
допустимой нагрузке:
Iр=;
где: Sp-
расчетная нагрузка, кВ;
Uном - напряжение
линии электропередачи, кВ.
n- число цепей
линии.
Условие: IpI
доп.
Iр1==188,39 А;
Для АС-240/32 Iдоп=605
А; 188,39
условие выполняется.
Аналогично для остальных участков кольцевых
цепей.
Результат проверки проводов кольцевой схемы на
коронирование и допустимую нагрузку сводим в таблицу №7.
Таблица №7
линия
|
Si,j,
кВ∙А
|
Uном. кВ
|
Марка
|
r, см
|
Е
кВ/см
|
0,9Ео.к
кВ/см
|
Ip,A
|
Iдоп,А
|
А-1
|
37850
|
116
|
АС-240/32
|
0,76
|
14,1
|
29,9
|
188,39
|
605
|
1-2
|
15850
|
116
|
АС-120/19
|
0,57
|
18,9
|
31,2
|
78,89
|
390
|
2-3
|
-2150
|
116
|
АС-70/11
|
0,76
|
24,2
|
32,4
|
10,70
|
265
|
3-5
|
27570
|
116
|
АС-150/19
|
0,48
|
17,4
|
30,8
|
137,22
|
450
|
А-5
|
44570
|
116
|
АС-240/32
|
0,76
|
14,1
|
29,9
|
221,83
|
605
|
А-4
|
5000
|
34,34
|
АС-50/8
|
0,57
|
14,1
|
29,9
|
24,89
|
210
|
Из таблицы видно, что данные марки проводов ВЛ
соответствуют условиям проверки и выбраны правильно.
2.3 Расчет параметров
схемы замещения ВЛ
Расчет производим по следующим формулам:
удельное активное сопротивление линии
;
Где Р0=31,5 Ом;
активное сопротивление линии: ri,j=L
i,j
- удельное индуктивное сопротивление линии
X0=0,1445+
где Dср-
среднегеометрическое расстояние между проводами, м:
для ВЛ-35 кВ Dср=4,08
м;
для ВЛ-116 кВ двухцепные Dср=7,3
м;
для ВЛ-116 кВ одноцепные Dср=5,07
м;
Rэкв- эквивалентный
радиус провода, м;
n- число проводов в
фазе,
при n=1
Rэкв=Rп,
где Rп- радиус провода,
м;
индуктивное сопротивление линии:
xi,j=L
i,j;
- удельная емкостная проводимость линии:
b0=;
- емкостная проводимость линии: bi,j=L
i,j;
а. Радиальная сеть:
Расчет параметров схемы замещения для А-1
= 0,45 Ом/км; rA-1=
0,45=
24,23 Ом;
При двухцепной линии сопротивление делится на 2;
X0=0,1445+;
xА-1=;
b0=;-
bА-1=
См;
Для ВЛ 35 кВ радиальной сети А-4:
= 0,63 Ом/км; rA-4=
0,63=
18,9 Ом;
X0=0,1445+;
xА-4=;
b0=;
bА-1=
См;
Результаты расчетов сводим в таблицу №8.
Таблица№8
Линия
|
Марка
|
L, км
|
Сопротивление
проводов
|
проводимость
|
|
|
|
r0, Ом/км
|
rл, Ом
|
х0,
Ом/км
|
хл,Ом
|
b0, мкСм/км
|
bл ,См
|
А-1
|
АС-70/11
|
53,85
|
0,22
|
23,69
|
0,23
|
24,77
|
2,44
|
131,39
|
А-2
|
АС-70/11
|
70,71
|
0,22
|
31,11
|
0,23
|
32,53
|
2,44
|
172,53
|
А-3
|
АС-70/11
|
72,80
|
0,22
|
32,03
|
0,23
|
33,49
|
2,44
|
177,63
|
А-4
|
АС-50/8
|
30,00
|
0,63
|
18,90
|
0,594
|
17,82
|
1,89
|
56,70
|
А-5
|
АС-70/11
|
72,11
|
0,22
|
31,73
|
0,23
|
33,17
|
2,44
|
175,95
|
б. Расчет параметров схемы замещения для
смешанной сети:
Для участка сети А-1:
= 0,13 Ом/км;
X0=0,1445+;
b0=;
Результаты расчетов сводим в таблицу № 9.
Таблица №9
Л-я
|
марка
|
L, км
|
Сопротивление
|
проводимость
|
|
|
|
r0, Ом/км
|
rл, Ом
|
х0,
Ом/км
|
хл,Ом
|
b0, мкСм/км
|
bл ,См
|
А-1
|
АС-240/32
|
53,85
|
0,13
|
7,00
|
0,548
|
29,51
|
2,06
|
110,93
|
1-2
|
АС-120/19
|
22,36
|
0,26
|
5,81
|
0,568
|
12,70
|
1,95
|
43,60
|
2-3
|
АС-70/11
|
36,06
|
0,45
|
16,23
|
0,586
|
21,13
|
1,91
|
68,87
|
3-5
|
АС-150/19
|
22,36
|
0,21
|
4,70
|
0,556
|
12,43
|
2,01
|
44,94
|
А-5
|
АС-240/32
|
64,03
|
0,13
|
8,32
|
0,548
|
35,09
|
2,06
|
131,90
|
А-4
|
АС-50/8
|
30
|
0,63
|
18,90
|
0,594
|
17,82
|
1,89
|
56,70
|
2.4
Технико-экономическое сопоставление вариантов
Для окончательного выбора варианта проектируемой
сети необходимо произвести сравнение двух наиболее приемлемых вариантов сети на
основе технико-экономических расчетов.
При сооружении всей сети в течении одного года
приведенные затраты для каждого варианта без учета ущерба от ненадежности и не
качественного электроснабжения.
Згi=Кi(E+Ha)+Игi;
где Кi-
капиталовложения в i варианте,
руб;
Е- норма дисконта, % (У=12,5%),
На- норма амортизационных отчислений, %
(На=2,5%),
Игi-
ежегодные издержки без учета амортизации I
варианте.
К=
где Кo,i-
усредненная стоимость одного км линии, руб,
Li- длина
линии , км,
n- число линий в
сети.
K2014= DК1985
где D
поправочный коэффициент D=100;
Иг=Ио+Иэ;
где Ио - обслуживание (Ио=2,5%);
Иэ- стоимость потерь электроэнергии , руб.
Иэ=;
где b-
стоимость 1 кВт потерь
электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);
rл
;
28760;
а. Радиальная сеть:
Для двухцепной линии железобетонные опоры,
провод АС-70/11 в первом районе по гололеду:
Ко1985=21,6 тыс.руб/км;
К2014=100
руб/км;
Для одноцепной линии 35 кВ, провода АС-50/8 в
первом районе по гололеду:
Ко,1985=9,4 тыс.руб/км ;
К 2014=9400100=940000 руб/км
КА =
(53,85+70,71+72,80+72,11)+ 940000= 610255,2 тыс.руб
;
ИО,А=0,025=
15256,4
тыс. руб;
28760=5578
ч;
;
Таблица № 10.
№п/п
|
линия
|
Si,j,
МВ∙А
|
rл,
Ом
|
Тнб,
ч
|
,
кВт
|
,
ч
|
1
|
А-1
|
22
|
23,69
|
6683
|
704,34
|
5498
|
2
|
А-2
|
18
|
31,11
|
6783
|
924,86
|
6724
|
3
|
А-3
|
28
|
32,03
|
5783
|
952,20
|
4320
|
4
|
А-4
|
2,5
|
18,90
|
3000
|
561,83
|
2661
|
5
|
А-5
|
17
|
31,73
|
5606
|
943,17
|
5191
ЗГ,А=610255,2 +
22307,15= 102521,75 тыс. руб.
б. Расчет смешанной сети:
Значение К1985 для одноцепной линии 110 кВ на
железобетонных опорах в первом районе по гололеду :
Таблица №11.
Л-я
|
Марка
|
Кo,i1985,тыс.
руб/км
|
Кo,i
2014, тыс. руб/км
|
L, км
|
K, тыс.руб
|
∆Рнб,
кВт
|
Si,j,
кВ∙А
|
rл, Ом
|
Тнб,
ч
|
, ч
|
А-1
|
АС-240/32
|
15,6
|
1560
|
53,85
|
84006
|
704,34
|
37850
|
16,38
|
480,1
|
6585
|
1-2
|
АС-120/19
|
14,5
|
1450
|
22,36
|
32422
|
924,86
|
15850
|
12,73
|
14,095
|
6724
|
2-3
|
АС-70/11
|
15,6
|
1560
|
36,06
|
56253,6
|
952,20
|
-2150
|
13,9
|
419
|
5638
|
3-5
|
АС-150/19
|
9,4
|
940
|
22,36
|
21018,4
|
561,83
|
27570
|
20,16
|
218
|
2661
|
А-5
|
АС-240/32
|
15,6
|
1560
|
64,03
|
99886,8
|
943,17
|
44570
|
14,04
|
432
|
5406
|
А-4
|
АС-50/8
|
14,5
|
1450
|
30
|
43500
|
704,34
|
5000
|
10,03
|
0,441
|
5406
|
Ио=0,025
тыс.руб;
Иэ=11246 тыс.руб;
Иг=
+11246=22939,5 ;
Зг б=0,15+22939,5
=93100,95 тыс.руб;
Сравниваем варианты:
;
Как видим из результатов подсчета, смешанная
сеть экономически выгодней радиальной на 9,1%.
Для данного проекта выбираем вариант со
смешанной схемой электроснабжения района.
3. Выбор
трансформаторов, схемы их замещения
Исходя из категорий потребителей выбираем на
подстанциях 1,2,3,5 потребителей по 2 трансформатора, так как потребители 1-2
категорий. На подстанции 4 потребителя выбираем один трансформатор, так как
потребитель 3 категории.
Определим тип и номинальную мощность возможных
вариантов трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в номинальном режиме
работы и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.
Условия:
- для однотрансформаторной подстанции:
Sном.т Sн.мах,
- для двухтрансформаторной подстанции в номинальном
режиме работы :
2Sном.т
Sн.мах,
в режиме послеаварийной перегрузки -
Sном.т
Sн.мах,
где Кп-1,4.
№1. Sн.мах1=22000
кВА;
. ТРДН-25000/110;
25000=5000022000
кВА;
,425000=35000 кВА22000
кВА;
2. ТРДН-32000/110
32000=6400022000
кВА;
,42000=44800
кВА22000
кВА;
№2. Sн.мах2=18000
кВА;
. ТДН-16000/110
16000=3200018000
кВА;
,416000=22400 кВА18000
кВА;
. ТРДН-25000/110;
25000=5000018000
кВА;
,425000=35000 кВА18000
кВА;
№3. Sн.мах3=28000
кВА;
. ТРДН-32000/110
32000=6400028000
кВА;
,42000=44800
кВА28000
кВА;
.
ТРДН-25000/110;
25000=5000028000
кВА;
,425000=35000 кВА28000
кВА;
№4. Sн.мах4=2500
кВА;
. ТМН-4000/35;
2500 кВА;
. ТМН-6300/35
63002500
кВА;
№5. Sн.мах5=17000
кВА;
. ТДН-16000/110
16000=3200017000
кВА;
,416000=22400 кВА17000
кВА;
. ТРДН-25000/110;
25000=5000017000
кВА;
,425000=35000 кВА7000
кВА;
3.1
Технико-экономическое сопоставление вариантов
Проведем технико-экономическое сравнение
вариантов выбранных трансформаторов и выберем один из них на каждой подстанции.
Технико-экономическое сравнение трансформаторов
производится по приведенным затратам:
Згi=Кi(E+Ha)+Иэi;
где Кi-
капитальные затраты на сооружение трансформаторов, включающие заводскую
стоимость, транспортные издержки, затраты на установку трансформаторов и пр,
руб;
Е- норма дисконта, % (У=12,5%),
На- норма амортизационных отчислений, %
(На=2,5%),
Иэi-
стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.
Иэi=;
где n-
количество параллельно работающих трансформаторов;
Pхх-потери холостого
хода трансформатора, кВт;
Ркз-потери короткого замыкания трансформатора,
кВт;
b- стоимость 1 кВт
потерь электроэнергии, (b=1,5
руб/кВт);
;
Параметры выбранных трансформаторов приведены в
таблице № 12
Тип
|
Uк,%
|
|
|
Ixx,%
|
К1985,
тыс.руб
|
ТДН-16000/
110/10
|
10,5
|
85
|
21
|
0,85
|
48
|
ТРДН-25000/
110/10
|
10,5
|
120
|
29
|
0,80
|
65,5
|
ТРДН-32000/
110/10
|
10,5
|
145
|
35
|
0,75
|
76
|
ТМН-4000/
35/10
|
7,5
|
33,5
|
6,7
|
1
|
31
|
ТМН-6300/
35/10
|
7,5
|
46,5
|
9,2
|
0,9
|
33
|
1. №1; n=2,
нб=6585
ч, Sнб=22000 кВА;
а. ТРДН-25000/110/10;
Иэа=;
Ктб2014=65,5
тыс.руб;
Згб=0,15
тыс.руб;
б. ТДН-32000/110/10;
Иэб=;
Кта2014=76
тыс.руб;
Зга=0,15тыс.руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора
ТРДН-25000/110/10.
2. Для подстанции №2; n=2,
нб=6724
ч, Sнб=18000 кВА;
а. ТДН-16000/110/10;
Иэа=;
Кта2014=48
тыс.руб;
Зга=0,15
тыс.руб;
б. ТРДН-25000/110/10;
Иэб=;
Ктб2014=65,5
тыс.руб;
Згб=0,15
тыс.руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для второй подстанции: 2 трансформатора
ТДН-16000/110/10.
3. Для подстанции №3; n=2,
нб=4320
ч, Sнб=28000 кВА;
а. ТДН-32000/110/10;
Иэб=;
Кта2014=76
тыс.руб;
Зга=0,15тыс.руб;
б. ТРДН-25000/110/10;
Иэб=;
Ктб2014=65,5
тыс.руб;
Згб=0,15
тыс.руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для третьей подстанции: 2
трансформатора ТДН-25000/110/10.
4. Для подстанции №4; n=1,
нб=2661
ч, Sнб=2500 кВА;
а. ТМН-4000/35/10;
Иэа=;
Кта2014=31
тыс.руб;
Зга=0,15тыс.руб;
б. ТМН-6300/35/10;
Иэб=;
Ктб2014=33
тыс.руб;
Згб=0,15
тыс.руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для второй подстанции: 1 трансформатор
ТМН-4000/35/10.
5. Для подстанции №5; n=2,
нб=5191
ч, Sнб=17000 кВА;
а. ТДН-16000/110;
Иэа=;
Кта2014=48
тыс.руб;
Зга=0,15
тыс.руб;
б. ТРДН-25000/110;
Иэб=;
Ктб2014=65,5
тыс.руб;
Згб=0,15
тыс.руб;
Сравниваем:
;
Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора
ТДН-16000/110.
3.2 Расчет схем
замещения выбранных трансформаторов
Для ТДН-16000/110:
Активное сопротивление трансформатора
rт=;
где Ркз-потери короткого замыкания
трансформатора, кВт
- номинальная
мощность трансформатора, кВ;
Uном- номинальное
напряжение, кВ;
rт==4,47
Ом;
Индуктивное сопротивление трансформатора
Xт=;
где Uк-
напряжение КЗ,%
Xт=;
Емкостная проводимость трансформатора:
bт= ;
где I
хх- ток холостого хода, %.
bт=(0,85/100)16000/1162=10,110-6
См
Индуктивная проводимость трансформатора :
G
т=
где Рхх -потери холостого хода, кВт;
gт=21/1162=1,610-6
См.
Аналогично для других трансформаторов,
результаты расчетов в таблице №13
Таблица №13
№
п/п
|
трансформатор
|
rт, Ом
|
Хт,
Ом
|
bт, Ом
|
gт, Ом
|
1
|
ТДН-16000/110
|
4,41
|
88,31
|
10,1
|
1,6
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
2,58
|
56,5
|
16,3
|
2,2
|
3
|
ТМН-4000/35
|
3,1
|
27,7
|
1,03
|
4,5
|
Схемы замещения трансформаторов:
а. ТДН-16000/110/10:
б. ТРДН-25000/110/10:
в. ТМН-4000/35/10:
Заключение
Произведя необходимые подсчеты, мы выбрали
оптимальную схему сети, отвечающей экономичности и требуемой надежности-
смешанную схему,
Согласно категориям потребителей, выбрано
соответствующее количество трансформаторов, для обеспечения соответствующей
работы.
Линии электропередач, выбраны согласно 1 району
по гололеду, сечение проводов соответствует условию по напряжению и силе тока
нагрузки.
Расчет показал, что с точки зрения экономичности
по сооружению и обслуживанию, наиболее выгодным вариантом, является смешанная
схема, с преобладанием кольцевого типа соединения потребителей. Так же данный
вариант является наиболее надежным.
трансформатор ток нагрузка провод
Библиографический
список
1.
Солдаткина, Л.А. Электрические сети и системы: учеб. пособие для вузов/ Л.А.
Солдаткина.-М.: Энергия , 1978.-216с.
.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций:
Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для
вузов.-4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.: ил
. Федоров А.А.,
Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для
вузов.- 3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергия, 1979.-408с., ил
. Справочник по
электроснабжения промышленных предприятий. Промышленные электрические сети/ под
ред. А.А. Федорова, Г.В. Сербиновского.-2-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергия,
1980.-576с.
. Неклепаев Б.Н.,
Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы
для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов.-4-е изд,
перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.
Похожие работы на - Проект сети вновь электрифицируемого района
|